NO20130671A1 - Device and method for measuring distributed environmental parameters in a wellbore - Google Patents
Device and method for measuring distributed environmental parameters in a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- NO20130671A1 NO20130671A1 NO20130671A NO20130671A NO20130671A1 NO 20130671 A1 NO20130671 A1 NO 20130671A1 NO 20130671 A NO20130671 A NO 20130671A NO 20130671 A NO20130671 A NO 20130671A NO 20130671 A1 NO20130671 A1 NO 20130671A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fiber optic
- optic sensor
- section
- environmental parameter
- longitudinal axis
- Prior art date
Links
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 98
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 8
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- -1 hydrogen darkening) Chemical compound 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V8/00—Prospecting or detecting by optical means
- G01V8/10—Detecting, e.g. by using light barriers
- G01V8/12—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver
- G01V8/16—Detecting, e.g. by using light barriers using one transmitter and one receiver using optical fibres
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01K11/00—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00
- G01K11/32—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00 using changes in transmittance, scattering or luminescence in optical fibres
- G01K11/3206—Measuring temperature based upon physical or chemical changes not covered by groups G01K3/00, G01K5/00, G01K7/00 or G01K9/00 using changes in transmittance, scattering or luminescence in optical fibres at discrete locations in the fibre, e.g. using Bragg scattering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01K—MEASURING TEMPERATURE; MEASURING QUANTITY OF HEAT; THERMALLY-SENSITIVE ELEMENTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01K13/00—Thermometers specially adapted for specific purposes
- G01K13/10—Thermometers specially adapted for specific purposes for measuring temperature within piled or stacked materials
Abstract
En framgangsmåte for å overvåke en miljøparametermåleanordning omfatter: å anbringe en fiberoptisk sensor langs en vei i et miljø som skal måles, der den fiberoptiske sensorens vei definerer en lengdeakse, den fiberoptiske sensoren omfatter minst en seksjon som er konfigurert slik at en hel lengde av den minst ene seksjonen eksponeres for en i det minste vesentlig homogen miljøparameter, og minst en del av den minst ene seksjonen strekker seg i en retning som har en radial komponent relativt til lengdeaksen; å sende et elektromagnetisk målesignal til den fiberoptiske sensoren og motta retursignaler fra en mengde målepunkter anbrakt i den fiberoptiske sensoren og den minst ene seksjonen; å estimere miljøparameteren ved hvert av mengden punkter og generere en profil, der profilen omfatter minst en profildel som korresponderer med den minst ene seksjonen; og å analysere den minst ene profildelen for å overvåke den fiberoptiske sensorens ytelse.A method of monitoring an environmental parameter measuring device comprises: placing a fiber optic sensor along a path in an environment to be measured, wherein the path of the fiber optic sensor defines a longitudinal axis, the fiber optic sensor comprising at least one section configured such that a full length of the at least one section is exposed to an at least substantially homogeneous environmental parameter, and at least a portion of the at least one section extends in a direction having a radial component relative to the longitudinal axis; transmitting an electromagnetic measurement signal to the fiber optic sensor and receiving return signals from a plurality of measurement points located in the fiber optic sensor and at least one section; estimating the environmental parameter at each set of points and generating a profile, the profile comprising at least one profile portion corresponding to the at least one section; and analyzing the at least one profile portion to monitor the performance of the fiber optic sensor.
Description
SYSTEM OG FRAMGANGSMÅTE FOR Å MÅLE DISTRIBUERTE MILJØPARAMETERE SYSTEM AND METHOD FOR MEASURING DISTRIBUTED ENVIRONMENTAL PARAMETERS
KRYSSREFERANSE TIL RELATERTE PATENTSØKNADER CROSS-REFERENCE TO RELATED PATENT APPLICATIONS
Denne søknaden krever fordelen av US patentsøknad nr. 12/962 786, inngitt 8.desember 2010, som her er inkorporert i sin helhet ved referanse. This application claims the benefit of US Patent Application No. 12/962,786, filed December 8, 2010, which is incorporated herein in its entirety by reference.
BAKGRUNN BACKGROUND
[0001] Fiberoptiske sensorer kan brukes til å overvåke mange ulike parametere på strukturer eller i utvalgte miljøer. Eksempler på fiberoptiske sensorer omfatter Fiber Bragg Grating-sensorer (FBG) som kan brukes til å avdekke belastning i en optisk fiber. Distribuerte temperaturfølende systemer (DTS) benytter fiberoptiske sensorer for å generere temperaturinformasjon i borehull og andre miljøer. [0001] Fiber optic sensors can be used to monitor many different parameters on structures or in selected environments. Examples of fiber optic sensors include Fiber Bragg Grating (FBG) sensors that can be used to detect strain in an optical fiber. Distributed temperature sensing systems (DTS) use fiber optic sensors to generate temperature information in boreholes and other environments.
[0002] For å sikre nøyaktig temperaturføling i borehull kalibreres DTS og andre fiberoptiske sensorer generelt før de anbringes. Slik kalibrering utføres typisk mens fibersensorene er på overflaten og lagret i kveiler. Etter som fibrene anbringes i borehullet, kveiles de ut og eksponeres for vesentlig annerledes miljøforhold, inkludert høy temperatur, høyt trykk og ulike kjemiske sammensetninger. Anbringelsen kan endre sensorenes egenskaper og dermed ødelegge kalibreringen som ble utført på overflaten. I tillegg gjør temperaturgradienter som typisk ses i fiberoptiske sensorer som anbringes i borehullmiljøer, oppgaven med å kalibrere borehullsensorer vanskelig. [0002] To ensure accurate temperature sensing in boreholes, DTS and other fiber optic sensors are generally calibrated before they are placed. Such calibration is typically performed while the fiber sensors are on the surface and stored in coils. As the fibers are placed in the borehole, they are uncoiled and exposed to significantly different environmental conditions, including high temperature, high pressure and different chemical compositions. The placement can change the sensor's properties and thus destroy the calibration that was carried out on the surface. In addition, temperature gradients typically seen in fiber optic sensors placed in borehole environments make the task of calibrating borehole sensors difficult.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
[0003] En anordning for å måle miljøparametere omfatter: en fiberoptisk sensor som er konfigurert til å anbringes langs en vei i et miljø som skal måles, der den fiberoptiske sensorens vei definerer en lengdeakse; og minst én seksjon av den fiberoptiske sensoren er konfigurert slik at en hel lengde av den minst ene seksjonen eksponeres for en i det minste vesentlig homogen miljøparameter, der minst en del av den minst ene seksjonen strekker seg i en retning som har en radial komponent relativt til lengdeaksen. [0003] A device for measuring environmental parameters comprises: a fiber optic sensor configured to be placed along a path in an environment to be measured, where the path of the fiber optic sensor defines a longitudinal axis; and at least one section of the fiber optic sensor is configured such that an entire length of the at least one section is exposed to an at least substantially homogeneous environmental parameter, where at least part of the at least one section extends in a direction that has a radial component relative to the longitudinal axis.
[0004] En framgangsmåte for å overvåke en miljøparametermåleanordning omfatter: å anbringe en fiberoptisk sensor langs en vei i et miljø som skal måles, der den fiberoptiske sensorens vei definerer en lengdeakse, den fiberoptiske sensoren omfatter minst én seksjon som er konfigurert slik at en hel lengde av den minst ene seksjonen eksponeres for en i det minste vesentlig homogen miljøparameter, og minst en del av den minst ene seksjonen strekker seg i en retning som har en radial komponent relativt til lengdeaksen; å sende et elektromagnetisk målesignal til den fiberoptiske sensoren og motta retursignaler fra en mengde målepunkter anbrakt i den fiberoptiske sensoren og den minst ene seksjonen; å estimere miljøparameteren ved hvert av mengden punkter og generere en profil, der profilen omfatter minst én profildel som korresponderer med den minst ene seksjonen; og å analysere den minst ene profildelen for å overvåke den fiberoptiske sensorens ytelse. [0004] A method for monitoring an environmental parameter measuring device comprises: placing a fiber optic sensor along a path in an environment to be measured, where the path of the fiber optic sensor defines a longitudinal axis, the fiber optic sensor comprises at least one section which is configured so that a whole length of the at least one section is exposed to an at least substantially homogeneous environmental parameter, and at least part of the at least one section extends in a direction having a radial component relative to the longitudinal axis; sending an electromagnetic measurement signal to the fiber optic sensor and receiving return signals from a plurality of measurement points located in the fiber optic sensor and the at least one section; estimating the environmental parameter at each of the plurality of points and generating a profile, the profile comprising at least one profile portion corresponding to the at least one section; and analyzing the at least one profile portion to monitor the fiber optic sensor performance.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0005] Disse og andre funksjoner, aspekter og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen vil forstås bedre når den følgende detaljerte beskrivelsen leses med henvisning til de medfølgende tegningene, der like henvisningstall representerer like deler i alle tegningene, og der: [0005] These and other functions, aspects and advantages of the present invention will be better understood when the following detailed description is read with reference to the accompanying drawings, where like reference numbers represent like parts in all the drawings, and where:
[0006] Fig. 1 er et tverrsnittriss av et borehullplassert parametermålesystem som omfatter en fiberoptisk sensor; [0006] Fig. 1 is a cross-sectional view of a borehole-located parameter measurement system comprising a fiber optic sensor;
[0007] Fig. 2 er et tverrsnittriss av en utførelsesform av en overvåkningsseksjon av den fiberoptiske sensoren i fig. 1; [0007] Fig. 2 is a cross-sectional view of an embodiment of a monitoring section of the fiber optic sensor of Fig. 1;
[0008] Fig. 3 illustrerer en eksemplarisk temperaturprofil i borehullet; og [0008] Fig. 3 illustrates an exemplary temperature profile in the borehole; and
[0009] Fig. 4 er et flytskjema som illustrerer en eksemplarisk framgangsmåte for å overvåke en miljøparametermåleanordning. [0009] Fig. 4 is a flowchart illustrating an exemplary procedure for monitoring an environmental parameter measuring device.
DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION
[0010] Det tilveiebringes en anordning, et system og en framgangsmåte for å overvåke og/eller kalibrere en fiberoptisk sensor. Anordningen omfatter minst én fiberoptisk sensor som er konfigurert til å strekke seg langs en vei i et miljø som skal måles, som det indre av et borehull i en jordformasjon. Én eller flere seksjoner av den fiberoptiske sensoren konfigureres som overvåkningsseksjoner som er distribuert ved ett eller flere punkter langs veien. Hver overvåkningsseksjon er konfigurert slik at en hel lengde av seksjonen eksponeres for en vesentlig homogen temperatur eller annen miljøparameter, dvs. har en temperaturgradient (eller annen parameter) på rundt null langs seksjonens lengde. Hver seksjon kan danne en kveil eller annen aksialt fortettet konfigurasjon, som en radialvendt kveil, en aksialvendt kveil eller annen konfigurasjon der minst en del av seksjonen strekker seg i en retning med en radial komponent relativt til en lengdeakse av den fiberoptiske sensorens vei. I én utførelsesform er én eller flere overvåkningsseksjoner hver anbrakt inne i hver sitt hus, som kan definere en termisk opprettholdt region som opprettholder en vesentlig homogen temperatur langs overvåkningsseksjonens lengde. I én utførelsesform brukes anordningen, systemet og framgangsmåten til å hjelpe til med å kalibrere borehullplasserte fiberoptiske sensorer som for eksempel anvendes til distribuert temperaturføling (DTS). Annen bruk omfatter midlertidig eller permanent overvåking av endringer i fiberoptiske sensorer, som endringer i attenuasjon. [0010] A device, a system and a method are provided for monitoring and/or calibrating a fiber optic sensor. The device includes at least one fiber optic sensor configured to extend along a path in an environment to be measured, such as the interior of a borehole in an earth formation. One or more sections of the fiber optic sensor are configured as monitoring sections that are distributed at one or more points along the road. Each monitoring section is configured such that an entire length of the section is exposed to a substantially homogeneous temperature or other environmental parameter, i.e. has a temperature gradient (or other parameter) of around zero along the length of the section. Each section may form a coil or other axially condensed configuration, such as a radially facing coil, an axially facing coil or other configuration in which at least a portion of the section extends in a direction with a radial component relative to a longitudinal axis of the fiber optic sensor's path. In one embodiment, one or more monitoring sections are each housed within a separate housing, which may define a thermally maintained region that maintains a substantially homogeneous temperature along the length of the monitoring section. In one embodiment, the device, system, and method are used to assist in calibrating downhole fiber optic sensors used, for example, for distributed temperature sensing (DTS). Other uses include temporary or permanent monitoring of changes in fiber optic sensors, such as changes in attenuation.
[0011] Med henvisning til fig. 1 omfatter et borehullplassert målesystem 10 en fiberoptisk sensorsammenstilling. Målesystemet 10 kan brukes i forbindelse med ulike borehullsystemer og - komponenter og omfatter en fiberoptisk sensor 12 anbrakt i et borehull 14 i en jordformasjon 16. Den fiberoptiske sensoren 12 omfatter én eller flere optiske fibre med minst én kjerne og kledning, og valgfritt en kappe eller annet beskyttende dekke. I én utførelsesform anbringes én eller flere optiske fibre som én eller flere kabler. Konfigurasjonen av den ene eller de flere optiske fibrene som danner den fiberoptiske sensoren, er ikke begrenset og kan være en hvilken som helst konfigurasjon som er egnet til å sende målesignaler og motta retursignaler som indikerer en miljøparameter. [0011] With reference to fig. 1, a borehole-placed measurement system 10 comprises a fiber optic sensor assembly. The measurement system 10 can be used in connection with various borehole systems and components and comprises a fiber optic sensor 12 placed in a borehole 14 in an earth formation 16. The fiber optic sensor 12 comprises one or more optical fibers with at least one core and cladding, and optionally a jacket or other protective cover. In one embodiment, one or more optical fibers are arranged as one or more cables. The configuration of the one or more optical fibers forming the fiber optic sensor is not limited and may be any configuration suitable for sending measurement signals and receiving return signals indicative of an environmental parameter.
[0012] Den fiberoptiske sensoren 12 omfatter én eller flere kalibrerings-/overvåkningsseksjoner 18, der hver av dem er dannet av en valgt lengde av den fiberoptiske sensoren 12. Hver av overvåkningsseksjonene 18 er konfigurert til å opprettholdes ved en vesentlig homogen temperatur eller annen parameter (f.eks. trykk, aksialbelastning, radialbelastning og andre) langs hele lengden av seksjonen 18. For eksempel vikles hver overvåkningsseksjon 18 som en kveil eller konfigureres på annen måte, slik at hele lengden av seksjonen 18 fortettes aksialt og anbringes i en lokalisert region av borehullet 14 og/eller befinner seg ved generelt samme eller liknende dybde. I én utførelsesform huses hver kalibrerings-/overvåkningsseksjon 18 inne i et hus 20, som kan fungere som et beskyttende hus og/eller gjøre det lettere å tilveiebringe en region med en temperaturgradient som er vesentlig null. I én utførelsesform er målesystemet et distribuert temperaturfølende system (DTS). Selv om målesystemet 10 her beskrives som et borehullsystem, er det ikke begrenset på den måten, og kan brukes til å ta distribuerte temperatur- eller andre parametermålinger av et hvilket som helst ønsket miljø. [0012] The fiber optic sensor 12 comprises one or more calibration/monitoring sections 18, each of which is formed by a selected length of the fiber optic sensor 12. Each of the monitoring sections 18 is configured to be maintained at a substantially homogeneous temperature or other parameter (e.g., pressure, axial load, radial load, and others) along the entire length of section 18. For example, each monitoring section 18 is wound as a coil or otherwise configured such that the entire length of section 18 is axially condensed and placed in a localized region of the borehole 14 and/or are located at generally the same or similar depth. In one embodiment, each calibration/monitoring section 18 is housed within a housing 20, which may act as a protective housing and/or facilitate providing a region of substantially zero temperature gradient. In one embodiment, the measurement system is a distributed temperature sensing system (DTS). Although the measurement system 10 is described here as a borehole system, it is not so limited, and can be used to take distributed temperature or other parameter measurements of any desired environment.
[0013] Overvåkningsseksjonene 18 danner en del av den fiberoptiske sensoren 12 som eksponeres for minst vesentlig samme temperatur langs hele lengden av overvåkningsseksjonen 18. Seksjonen 18 er dermed stabil nok, dvs. endringer i temperatur langs lengden av hver seksjon 18 er liten nok til det at for formålene å måle temperatur eller andre parametere langs den fiberoptiske sensoren 12 kan antas at temperaturverdiene som måles langs seksjonen 18, har tilnærmet samme verdi. [0013] The monitoring sections 18 form part of the fiber optic sensor 12 which is exposed to at least substantially the same temperature along the entire length of the monitoring section 18. The section 18 is thus stable enough, i.e. changes in temperature along the length of each section 18 are small enough that that for the purposes of measuring temperature or other parameters along the fiber optic sensor 12 it can be assumed that the temperature values measured along the section 18 have approximately the same value.
[0014] I én utførelsesform avviker minst en del av overvåkningsseksjonen 18 fra veien til den fiberoptiske sensoren 12, dvs. at den har en retningskomponent som står vinkelrett på eller strekker seg radialt relativt til lengdeaksen av den fiberoptiske sensoren 12.1 én utførelsesform er en vesentlig lengde av den fiberoptiske sensoren 12, f.eks. en lengde av sensoren 12 som har en mengde eller et minste antall målepunkter, anbrakt som en del av overvåkningsseksjonen 18.1 ett eksempel er en lengde på omtrent 50-150 meter anbrakt som en del av seksjonen 14, selv om enhver egnet lengde kan brukes som tilveiebringer nok målinger til å bekrefte om det måles en generelt konstant temperatur og/eller bestemme en helning for målingene. Som beskrevet her refererer "aksial" til en retning som er minst generelt parallell med en sentral lengdeakse av veien til den fiberoptiske sensoren 12. "Radial" refererer til en retning langs en linje som er ortogonal til lengdeaksen og strekker seg fra lengdeaksen. [0014] In one embodiment, at least a part of the monitoring section 18 deviates from the path of the fiber optic sensor 12, i.e. it has a directional component that is perpendicular to or extends radially relative to the longitudinal axis of the fiber optic sensor 12.1 one embodiment is a substantial length of the fiber optic sensor 12, e.g. a length of the sensor 12 having a quantity or a minimum number of measurement points, placed as part of the monitoring section 18.1 one example is a length of about 50-150 meters placed as part of the section 14, although any suitable length can be used as a provider enough measurements to confirm whether a generally constant temperature is being measured and/or determine a slope for the measurements. As described herein, "axial" refers to a direction at least generally parallel to a central longitudinal axis of the path of the fiber optic sensor 12. "Radial" refers to a direction along a line orthogonal to the longitudinal axis and extending from the longitudinal axis.
[0015] Den fiberoptiske sensoren 12 omfatter ett eller flere målepunkter 22, som Bragg-gitter eller Rayleigh-fordelte fiberregioner, som er konfigurert til å returnere et signal som indikerer en miljøparameter som reaksjon på et spørresignal. Hver av den fiberoptiske sensoren 12 og overvåkningsseksjonen 18 omfatter minst ett målepunkt 22. I én utførelsesform omfatter den fiberoptiske sensoren 12 og/eller overvåkningsseksjonen 18 en mengde målepunkter 22. [0015] The fiber optic sensor 12 comprises one or more measurement points 22, such as Bragg gratings or Rayleigh distributed fiber regions, which are configured to return a signal indicating an environmental parameter in response to an interrogation signal. Each of the fiber optic sensor 12 and the monitoring section 18 comprises at least one measurement point 22. In one embodiment, the fiber optic sensor 12 and/or the monitoring section 18 comprises a number of measurement points 22.
[0016] Den fiberoptiske sensoren 12 kan anbringes sammen med en borehullstreng 24 som en borestreng eller produksjonsstreng, eller kan anbringes sammen med et brønnrør. Den fiberoptiske sensoren 12 kan anbringes i borehullet midlertidig, i en lengre tidsperiode (f.eks. i driftslevetiden til en komponent eller mens produksjonen varer, mens en formasjon evalueres eller mens en annen operasjon i borehullet pågår) eller permanent, f.eks. ved å feste sensoren til en borehullstreng eller et brønnrør. Det kan være én eller en mengde overvåkningsseksjoner 18, f.eks. en mengde seksjoner 18 som anbringes periodisk langs den fiberoptiske sensoren 12. [0016] The fiber optic sensor 12 can be placed together with a borehole string 24 such as a drill string or production string, or can be placed together with a well pipe. The fiber optic sensor 12 can be placed in the borehole temporarily, for a longer period of time (e.g. during the service life of a component or while production lasts, while a formation is being evaluated or while another operation in the borehole is in progress) or permanently, e.g. by attaching the sensor to a drill string or a well pipe. There may be one or a plurality of monitoring sections 18, e.g. a number of sections 18 which are placed periodically along the fiber optic sensor 12.
[0017] I én utførelsesform fungerer én eller flere overvåkningsseksjoner 18 som kalibreringsseksjoner ved bruk av den antakelsen at hver seksjon 18 eksponeres for en tilnærmet konstant eller homogen temperatur (eller andre parametere) langs lengden av overvåkningsseksjonen 14. For eksempel anbringes én eller flere uavhengige temperatursensorer 26 eller andre typer sensorer i miljøet (f.eks. i borehullet 14) tilstøtende til hver overvåkningsseksjon 18 eller på annen måte posisjonert et sted som opplever vesentlig samme parameter som skal måles. Parametermålingene som genereres av overvåkningsseksjonene 18, kan sammenliknes med de korresponderende uavhengige sensormålingene for å kalibrere den fiberoptiske sensoren 12. De uavhengige sensorene 26 kan være en hvilken som helst type sensor, som en fiberoptisk sensor og en temperatur- og/eller trykktransduktor. [0017] In one embodiment, one or more monitoring sections 18 act as calibration sections using the assumption that each section 18 is exposed to an approximately constant or homogeneous temperature (or other parameters) along the length of the monitoring section 14. For example, one or more independent temperature sensors are placed 26 or other types of sensors in the environment (e.g. in the borehole 14) adjacent to each monitoring section 18 or otherwise positioned in a place that experiences substantially the same parameter to be measured. The parameter measurements generated by the monitoring sections 18 can be compared with the corresponding independent sensor measurements to calibrate the fiber optic sensor 12. The independent sensors 26 can be any type of sensor, such as a fiber optic sensor and a temperature and/or pressure transducer.
[0018] Med henvisning til fig. 2 vikles i én utførelsesform en overvåkningsseksjon 18 av den fiberoptiske sensoren 12 i en kveil eller konfigureres på annen måte til å aksialt fortette eller redusere lengden av seksjonen 18 relativt til andre lengder av den fiberoptiske sensoren 12, eller på annen måte avgrense området der seksjon 18 befinner seg, til en region av miljøet som har en vesentlig homogen temperatur eller annen parameter. I eksempelet vist i fig. 2, er seksjon 18 viklet i en kveil som er minst delvis radialvendt, dvs. i et plan som er minst delvis parallelt med borehullets lengdeakse. Kveilen kan vikles rundt en egnet struktur 28 inne i kammeret 16. Andre konfigurasjonseksempler omfatter en seksjon 18 som er en aksialvendt kveil og/eller strekker seg rundt omkretsen av lengdeaksen for å avgrense seksjonen 18 til i det minste vesentlig samme dybde eller aksialpunkt langs borehullet 14. Konfigurasjonene som beskrives her, er eksempler og kan være en hvilken som helst konfigurasjon som avgrenser seksjonen 18 til en med en vesentlig homogen temperatur eller annen miljøparameter. [0018] With reference to fig. 2, in one embodiment, a monitoring section 18 of the fiber optic sensor 12 is coiled or otherwise configured to axially densify or reduce the length of the section 18 relative to other lengths of the fiber optic sensor 12, or otherwise delimit the area where section 18 located, to a region of the environment that has a substantially homogeneous temperature or other parameter. In the example shown in fig. 2, section 18 is wound in a coil which is at least partially radially facing, i.e. in a plane which is at least partially parallel to the borehole's longitudinal axis. The coil may be wound around a suitable structure 28 inside the chamber 16. Other configuration examples include a section 18 which is an axially facing coil and/or extends around the circumference of the longitudinal axis to delimit the section 18 to at least substantially the same depth or axial point along the borehole 14 The configurations described herein are exemplary and may be any configuration that delimits the section 18 to one with a substantially homogeneous temperature or other environmental parameter.
[0019] Huset 20 kan lages av et hvilket som helst egnet materiale, som stål eller rustfritt stål som er i stand til å motstå borehulltemperaturer. I én utførelsesform er huset 20 konfigurert til å termisk opprettholde et hulrom eller en region inne i huset 20 som har en i det minste vesentlig homogen temperatur eller annen parameter. For eksempel kan huset 20 lages av ett eller flere termisk isolerende materialer, som polymermaterialer, keramiske materialer, skum og/eller definere et evakuert kammer for å lette termisk isolering. I én utførelsesform omfatter huset 20 en isotermisk ovn eller annen type isotermisk kammer. [0019] Housing 20 may be made of any suitable material, such as steel or stainless steel capable of withstanding borehole temperatures. In one embodiment, housing 20 is configured to thermally maintain a cavity or region within housing 20 that has an at least substantially homogeneous temperature or other parameter. For example, the housing 20 may be made of one or more thermally insulating materials, such as polymeric materials, ceramic materials, foam and/or define an evacuated chamber to facilitate thermal insulation. In one embodiment, the housing 20 comprises an isothermal oven or other type of isothermal chamber.
[0020] Huset 20 og/eller overvåkningsseksjonen(e) 18 kan festes til, skjøtes til, eller på annen måte anbringes sammen med den fiberoptiske sensoren 12 og/eller andre komponenter som er anbrakt i borehullet 14 eller annet miljø. For eksempel festes eller integreres huset 20 og/eller overvåkningsseksjonen 18 til en overflate av en borehullstreng 24 eller en rørseksjon. I dette eksempelet kan huset 20 formes til å matche kurvaturen av rørseksjonen for å minimere seksjonens fotavtrykk inne i borehullet. [0020] The housing 20 and/or the monitoring section(s) 18 can be attached to, joined to, or otherwise placed together with the fiber optic sensor 12 and/or other components placed in the borehole 14 or other environment. For example, the housing 20 and/or the monitoring section 18 are attached or integrated to a surface of a borehole string 24 or a pipe section. In this example, housing 20 can be shaped to match the curvature of the pipe section to minimize the section's footprint inside the borehole.
[0021] Igjen med henvisning til fig. 1 omfatter systemet 10 én eller flere prosessenngsenheter, som en overflateprosesseringsenhet 30 eller en DTS-enhet 32. DTS-enheten 32 kan være en hvilken som helst egnet anordning for å sende spørresignaler til den fiberoptiske sensoren 12, motta retursignaler og/eller prosessere returnsignalene. DTS-enheten 32 omfatter for eksempel minst én strålingskilde 34, som en pulsert laser for å sende elektromagnetiske spørresignaler til den fiberoptiske sensoren 12, en retursignalsensor 36 for å motta temperaturavhengige (eller annen parameter) retursignaler fra den fiberoptiske sensoren 12 og en prosessor 38 som er konfigurert til å motta retursignaldata og regne ut den korresponderende temperaturen eller annen parameter. Prosesseringsenhetene, strålingskildene og sensorene som beskrives her, er ikke begrenset til overflateplasseringer, og kan anbringes ved ulike borehullpunkter eller andre punkter tilstøtende eller i avstand fra den fiberoptiske sensoren 12 og/eller overvåkningsseksjonene 18. [0021] Again with reference to fig. 1, the system 10 comprises one or more processing units, such as a surface processing unit 30 or a DTS unit 32. The DTS unit 32 can be any suitable device for sending interrogation signals to the fiber optic sensor 12, receiving return signals and/or processing the return signals. The DTS unit 32 comprises, for example, at least one radiation source 34, such as a pulsed laser to send electromagnetic interrogation signals to the fiber optic sensor 12, a return signal sensor 36 to receive temperature-dependent (or other parameter) return signals from the fiber optic sensor 12 and a processor 38 which is configured to receive return signal data and calculate the corresponding temperature or other parameter. The processing units, radiation sources, and sensors described herein are not limited to surface locations, and may be located at various borehole points or other points adjacent to or at a distance from the fiber optic sensor 12 and/or monitoring sections 18.
[0022] Målesystemet 10 er ikke begrenset til det som beskrives her. Målesystemet 10 og/eller den fiberoptiske sensoren 12 kan anbringes og/eller plasseres i borehullet 14 via en hvilken som helst egnet bærer. En "bærer" som beskrevet her, vil si en hvilken som helst anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medium og/eller elementer som kan brukes til å befordre, huse, støtte eller på annen måte lette bruken av en annen anordning, anordningskomponent, kombinasjon av anordninger, medium og/eller element. Andre eksempler på bærere omfatter brønnrør, wirelines, wirelinesonder, slicklinesonder, drop shots, borehulloverganger, bunnhullsammenstillinger og borestrenger. [0022] The measuring system 10 is not limited to what is described here. The measuring system 10 and/or the fiber optic sensor 12 can be placed and/or placed in the borehole 14 via any suitable carrier. A "carrier" as described herein means any device, device component, combination of devices, medium and/or elements that can be used to convey, house, support or otherwise facilitate the use of another device, device component, combination of devices, medium and/or element. Other examples of carriers include well pipe, wirelines, wireline probes, slickline probes, drop shots, borehole transitions, bottomhole assemblies and drill strings.
[0023] Fig. 3 illustrerer et eksempel på en temperaturprofil 40 som er generert av den fiberoptiske sensoren 12. Temperaturprofilen 40 viser temperaturverdiene som er utregnet fra retursignalene som mottas fra ulike punkter langs den fiberoptiske sensoren 12 ved en viss tid eller over en viss tidsperiode. Disse retursignalene kan for eksempel genereres fra Bragg-gitter eller Rayleigh-fordeling. Som vist i fig. 3 omfatter temperaturprofilen regionene 42 med i det minste vesentlig konstant temperatur, som korresponderer med lengdene og temperaturene i overvåkningsseksjonene 18. [0023] Fig. 3 illustrates an example of a temperature profile 40 that is generated by the fiber optic sensor 12. The temperature profile 40 shows the temperature values that are calculated from the return signals received from various points along the fiber optic sensor 12 at a certain time or over a certain period of time . These return signals can, for example, be generated from Bragg gratings or Rayleigh distribution. As shown in fig. 3, the temperature profile comprises the regions 42 of at least substantially constant temperature, which correspond to the lengths and temperatures of the monitoring sections 18.
[0024] Det bør merkes at regionene med vesentlig konstant temperatur ikke kan korrespondere med dybden, men korresponderer med lengden av hver seksjon 18. Dermed kan måledata som genereres fra den fiberoptiske sensoren 12 kompenseres slik at de reflekterer den faktiske dybden som er representert av seksjonene 18 og den fiberoptiske sensoren 12. [0024] It should be noted that the regions of substantially constant temperature cannot correspond to the depth, but correspond to the length of each section 18. Thus, measurement data generated from the fiber optic sensor 12 can be compensated to reflect the actual depth represented by the sections 18 and the fiber optic sensor 12.
[0025] Fig. 8 illustrerer en framgangsmåte 50 for å overvåke en miljøparametermåleanordning, som den fiberoptiske sensoren 12. Framgangsmåten 50 omfatter ett eller flere trinn 51-54.1 én utførelsesform omfatter framgangsmåten 50 utførelsen av alle trinnene 51-54 i den rekkefølgen som er beskrevet. Visse trinn kan likevel utelates, trinn kan legges til, eller rekkefølgen av trinnene kan endres. [0025] Fig. 8 illustrates a method 50 for monitoring an environmental parameter measuring device, such as the fiber optic sensor 12. The method 50 comprises one or more steps 51-54. In one embodiment, the method 50 comprises the execution of all steps 51-54 in the order described . However, certain steps can be omitted, steps can be added, or the order of the steps can be changed.
[0026] I det første trinnet 51 anbringes en fiberoptisk sensor 12 som en DTS-sensor i et miljø som skal måles. For eksempel anbringes den fiberoptiske sensoren 12 nede i et jordformasjonsborehull 14, slik at den fiberoptiske sensoren 12 definerer en vei som strekker seg generelt langs borehullet 14. Ved anbringelse anbringes én eller flere kalibrerings-/overvåkningsseksjoner 18.1 én utførelsesform befinner en mengde overvåkningsseksjoner 18 seg langs en lengde av den fiberoptiske sensoren 12. Anbringelsen kan for eksempel påvirkes ved å senke fiberen sammen med en wireline, en borestreng (f.eks. under boring og/eller logging under en boreoperasjon), produksjonsstreng eller en hvilken som helst annen bærer. I én utførelsesform anbringes den fiberoptiske sensoren 12 og seksjonene 18 permanent eller i en lengre tidsperiode, for eksempel ved å feste den fiberoptiske sensoren 12 og/eller seksjonene 18 til en borehullstreng 24, et brønnrør eller annen komponent. [0026] In the first step 51, a fiber optic sensor 12 is placed as a DTS sensor in an environment to be measured. For example, the fiber optic sensor 12 is placed down a soil formation borehole 14, so that the fiber optic sensor 12 defines a path that extends generally along the borehole 14. Upon placement, one or more calibration/monitoring sections 18 are placed. In one embodiment, a plurality of monitoring sections 18 are located along a length of the fiber optic sensor 12. The placement can be effected, for example, by sinking the fiber along with a wireline, a drill string (eg during drilling and/or logging during a drilling operation), production string or any other carrier. In one embodiment, the fiber optic sensor 12 and the sections 18 are placed permanently or for a longer period of time, for example by attaching the fiber optic sensor 12 and/or the sections 18 to a drill string 24, a well pipe or other component.
[0027] I det andre trinnet 52 genereres et målesignal, som lys med én eller flere utvalgte bølgelengder, og sendes til den fiberoptiske sensoren 12 via for eksempel DTS-enheten 32. Den fiberoptiske sensoren 12 og/eller målepunktene 22 reflekterer en del av målesignalet som et retursignal som indikerer temperatur eller en annen parameter. Retursignalet mottas av DTS-enheten, overflateprosesseringsenheten 30 eller annen egnet bruker eller prosessor. [0027] In the second step 52, a measurement signal, such as light with one or more selected wavelengths, is generated and sent to the fiber optic sensor 12 via, for example, the DTS unit 32. The fiber optic sensor 12 and/or the measurement points 22 reflect part of the measurement signal as a return signal indicating temperature or another parameter. The return signal is received by the DTS unit, surface processing unit 30 or other suitable user or processor.
[0028] I det tredje trinnet 53 mottas retursignalet for hvert målepunkt 22, og det beregnes en parameter. For eksempel brukes spektralendringen av et retursignal fra et målepunkt 22 i den fiberoptiske sensoren 12 til å estimere temperaturen hos den fiberoptiske sensoren 12 ved det korresponderende punktet og/eller dybden. I tillegg kan andre parametere som strekkraft, belastning og trykk også bestemmes ut fra retursignalene. I én utførelsesform er de estimerte temperaturene korrelert med korresponderende dybder og/eller punkter langs den fiberoptiske sensoren 12, for eksempel som vist i temperaturprofilen 40 i fig. 3. [0028] In the third step 53, the return signal is received for each measuring point 22, and a parameter is calculated. For example, the spectral change of a return signal from a measurement point 22 in the fiber optic sensor 12 is used to estimate the temperature of the fiber optic sensor 12 at the corresponding point and/or depth. In addition, other parameters such as tensile force, load and pressure can also be determined from the return signals. In one embodiment, the estimated temperatures are correlated with corresponding depths and/or points along the fiber optic sensor 12, for example as shown in the temperature profile 40 in fig. 3.
[0029] I det fjerde trinnet 54 analyseres de estimerte parameterne langs den fiberoptiske sensoren for å overvåke ytelsen av den fiberoptiske sensoren 12.1 én utførelsesform omfatter overvåkning å kalibrere den fiberoptiske sensoren 12 ved å sammenlikne estimerte temperaturverdier i minst én overvåkningsseksjon 18 med temperaturverdiene som tas fra en korresponderende uavhengig temperatursensor(er) 26. De uavhengige temperaturmålingene tas fra sensorer 26 som befinner seg tilstøtende til korresponderende overvåkningsseksjoner 18 og/eller steder som opplever vesentlig samme temperatur eller annen parameter som de korresponderende overvåkningsseksjonene 18 (f.eks. ved samme eller liknende dybder eller punkter langs borehullet 14). Den fiberoptiske sensoren 12 kan kalibreres ved eller før oppstart av en operasjon, og kalibreringsjusteringer kan også gjøres over tid. [0029] In the fourth step 54, the estimated parameters along the fiber optic sensor are analyzed to monitor the performance of the fiber optic sensor 12.1 one embodiment monitoring includes calibrating the fiber optic sensor 12 by comparing estimated temperature values in at least one monitoring section 18 with the temperature values taken from a corresponding independent temperature sensor(s) 26. The independent temperature measurements are taken from sensors 26 which are located adjacent to the corresponding monitoring sections 18 and/or places which experience substantially the same temperature or other parameter as the corresponding monitoring sections 18 (e.g. at the same or similar depths or points along the borehole 14). The fiber optic sensor 12 can be calibrated at or before the start of an operation, and calibration adjustments can also be made over time.
[0030] I én utførelsesform omfatter overvåkning å overvåke de estimerte temperaturverdiene i minst én overvåkningsseksjon 18 for å bestemme om det finnes noen temperaturgradient eller om den utvikler seg over tid og/eller for å overvåke eventuelle endringer i de estimerte temperaturverdiene. Slik overvåkning kan brukes til å spore eventuelle attenuasjonsendringer i den optiske fiberen. For eksempel overvåkes temperaturverdier inkludert attenuasjon og helning (f.eks. som sett i fig. 3) fra den isolerte seksjonen over tid og analyseres for å studere eventuelle attenuasjonsendringer og andre ytelseseffekter, som effekter på grunn av hydrogen (f.eks. hydrogenmørkning), fuktighet, mikrobøyninger, makrobøyninger og annet. En endring i den estimerte temperaturen og/eller en helning (f.eks. en temperaturlinje som region 42 som ikke er i det minste vesentlig vertikal) i dataene som genereres for en overvåkningsseksjon 18, kan indikere attenuasjon eller andre degraderende effekter på den fiberoptiske sensoren. [0030] In one embodiment, monitoring comprises monitoring the estimated temperature values in at least one monitoring section 18 to determine if there is any temperature gradient or if it develops over time and/or to monitor any changes in the estimated temperature values. Such monitoring can be used to track any attenuation changes in the optical fiber. For example, temperature values including attenuation and slope (e.g. as seen in Fig. 3) from the isolated section are monitored over time and analyzed to study any attenuation changes and other performance effects, such as effects due to hydrogen (e.g. hydrogen darkening) , humidity, micro-bends, macro-bends and others. A change in the estimated temperature and/or a slope (eg, a temperature line such as region 42 that is not at least substantially vertical) in the data generated for a monitoring section 18 may indicate attenuation or other degrading effects on the fiber optic sensor. .
[0031] Anordningene og framgangsmåtene som beskrives her, tilveiebringer ulike fordeler framfor eksisterende framgangsmåter og anordninger. For eksempel gjør systemet en bruker og/eller prosessor i stand til å enkelt kalibrere eller omkalibrere fiberoptiske sensorer mens de anbringes nede i et borehull eller anbringes i et miljø som skal måles, i tillegg til å overvåke ytelsen og forholdene hos fiberoptiske sensorer. [0031] The devices and methods described here provide various advantages over existing methods and devices. For example, the system enables a user and/or processor to easily calibrate or recalibrate fiber optic sensors while they are placed downhole or placed in an environment to be measured, as well as monitor the performance and conditions of the fiber optic sensors.
[0032] I forbindelse med den foreliggende lærdommen kan det anvendes ulike analyser og/eller analytiske komponenter, inkludert digitale og/eller analoge systemer. Anordningen kan ha komponenter som en prosessor, lagringsmedium, minne, inngang, utgang, kommunikasjonslenk (tråd, trådløs, slampuls, optisk eller annet), brukergrensesnitt, programvare, signalprosessorer (digitale eller analoge) og andre slike komponenter (som resistorer, kapasitorer, induktorer og andre) for å tilveiebringe drift og analyse av anordningen og framgangsmåten som er beskrevet her på en hvilken som helst av flere måter, som er velkjent teknikk. Det er tatt med i betraktning at denne lærdommen kan bli, men ikke trenger å bli implementert i forbindelse med et sett av datamaskineksekverbare instruksjoner som lagres på et datamaskinlesbart medium, inkludert minne (ROM, RAM), optisk (CD-ROM), magnetisk (disker, harddisker), eller en hvilken som helst annen type som når den eksekveres, får en datamaskin til å implementere framgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen. Disse instruksjonene kan tilveiebringe utstyrsdrift, kontroll, datainnsamling og -analyse samt andre funksjoner som betraktes som relevante av en systemdesigner, eier, bruker eller annet slikt personell, i tillegg til funksjonene som er beskrevet i denne beskrivelsen. [0032] In connection with the present learning, various analyzes and/or analytical components can be used, including digital and/or analogue systems. The device may have components such as a processor, storage medium, memory, input, output, communication link (wire, wireless, pulse pulse, optical or other), user interface, software, signal processors (digital or analog) and other such components (such as resistors, capacitors, inductors and others) to provide operation and analysis of the device and method described herein in any of several ways, which are well known in the art. It is contemplated that this teaching may be, but need not be, implemented in connection with a set of computer-executable instructions stored on a computer-readable medium, including memory (ROM, RAM), optical (CD-ROM), magnetic ( disks, hard drives), or any other type that, when executed, causes a computer to implement the method of the present invention. These instructions may provide equipment operation, control, data collection and analysis, and other functions considered relevant by a system designer, owner, user, or other such personnel, in addition to the functions described in this description.
[0033] Selv om oppfinnelsen er beskrevet med henvisning til eksemplariske utførelsesformer, vil fagpersoner forstå at ulike endringer kan gjøres og ekvivalenter kan byttes ut for elementer i disse uten at det avviker fra oppfinnelsens omfang. I tillegg vil fagpersoner anerkjenne mange modifikasjoner som kan tilpasse et spesifikt instrument, en spesifikk situasjon eller et spesifikt materiale til oppfinnelsens lærdom uten at det avviker fra dens grunnleggende omfang. Det er derfor meningen at oppfinnelsen ikke skal begrenses til de spesifikke utførelsesformene som er beskrevet som den best uttenkte måten å gjennomføre denne oppfinnelsen på. [0033] Although the invention is described with reference to exemplary embodiments, those skilled in the art will understand that various changes can be made and equivalents can be exchanged for elements therein without deviating from the scope of the invention. In addition, those skilled in the art will recognize many modifications that may adapt a specific instrument, a specific situation, or a specific material to the teachings of the invention without departing from its basic scope. It is therefore intended that the invention should not be limited to the specific embodiments described as the best thought-out way of carrying out this invention.
Claims (20)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/962,786 US8740455B2 (en) | 2010-12-08 | 2010-12-08 | System and method for distributed environmental parameter measurement |
| PCT/US2011/059765 WO2012078287A1 (en) | 2010-12-08 | 2011-11-08 | System and method for distributed environmental parameter measurement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20130671A1 true NO20130671A1 (en) | 2013-06-04 |
| NO345351B1 NO345351B1 (en) | 2020-12-21 |
Family
ID=46199358
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20130671A NO345351B1 (en) | 2010-12-08 | 2013-05-13 | Device and method for measuring distributed environmental parameters in a wellbore |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8740455B2 (en) |
| AU (1) | AU2011338909B2 (en) |
| BR (1) | BR112013013920B1 (en) |
| CA (1) | CA2820555C (en) |
| DK (1) | DK178095B1 (en) |
| GB (1) | GB2498494B (en) |
| NO (1) | NO345351B1 (en) |
| WO (1) | WO2012078287A1 (en) |
Families Citing this family (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8757870B2 (en) * | 2007-03-22 | 2014-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Location dependent calibration for distributed temperature sensor measurements |
| GB2490086B (en) * | 2010-11-08 | 2015-04-08 | Silixa Ltd | Fibre optic monitoring installation, apparatus and method |
| GB201101075D0 (en) | 2011-01-21 | 2011-03-09 | Labminds Ltd | Automated solution dispenser |
| FR2979990B1 (en) * | 2011-09-09 | 2013-12-27 | Andra | TEMPERATURE CALIBRATION DEVICE AND METHODS FOR TEMPERATURE CALIBRATION AND POSITIONING OF OPTICAL FIBER TEMPERATURE SENSOR |
| US9574949B2 (en) * | 2012-02-17 | 2017-02-21 | Roctest Ltd | Automated system and method for testing the efficacy and reliability of distributed temperature sensing systems |
| EP2874736B1 (en) * | 2012-07-18 | 2023-04-19 | accroma labtec Ltd. | Automated solution dispenser |
| US9116055B2 (en) * | 2012-09-05 | 2015-08-25 | Siemens Energy, Inc | Combustion turbine flashback sensing system employing fiber Bragg grating sensors |
| CN103107842B (en) * | 2012-09-05 | 2015-11-25 | 华为技术有限公司 | Optical splitter port identification system |
| US9575209B2 (en) | 2012-12-22 | 2017-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote sensing methods and systems using nonlinear light conversion and sense signal transformation |
| US9091785B2 (en) | 2013-01-08 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiberoptic systems and methods for formation monitoring |
| US10241229B2 (en) | 2013-02-01 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributed feedback fiber laser strain sensor systems and methods for subsurface EM field monitoring |
| US10808521B2 (en) | 2013-05-31 | 2020-10-20 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
| US9488531B2 (en) * | 2013-08-27 | 2016-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Loss compensation for distributed sensing in downhole environments |
| US9598642B2 (en) * | 2013-10-04 | 2017-03-21 | Baker Hughes Incorporated | Distributive temperature monitoring using magnetostrictive probe technology |
| US9422806B2 (en) | 2013-10-04 | 2016-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Downhole monitoring using magnetostrictive probe |
| GB2535640B (en) | 2013-11-05 | 2020-08-19 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole position sensor |
| US9650889B2 (en) | 2013-12-23 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole signal repeater |
| GB2587161B (en) | 2013-12-30 | 2021-06-09 | Halliburton Energy Services Inc | Position indicator through acoustics |
| GB2538865B (en) | 2014-01-22 | 2020-12-16 | Halliburton Energy Services Inc | Remote tool position and tool status indication |
| US9557439B2 (en) | 2014-02-28 | 2017-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical electric field sensors having passivated electrodes |
| US9683435B2 (en) | 2014-03-04 | 2017-06-20 | General Electric Company | Sensor deployment system for a wellbore and methods of assembling the same |
| WO2016085511A1 (en) | 2014-11-26 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Onshore electromagnetic reservoir monitoring |
| JP2018507103A (en) | 2015-02-06 | 2018-03-15 | ラブマインズ リミテッド | Automated solution dispenser |
| US20160265905A1 (en) * | 2015-03-09 | 2016-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Distributed strain monitoring for downhole tools |
| US9651706B2 (en) | 2015-05-14 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiberoptic tuned-induction sensors for downhole use |
| WO2016204898A1 (en) * | 2015-06-17 | 2016-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Filter and method and distributed temperature sensor system |
| WO2017014773A1 (en) | 2015-07-22 | 2017-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic monitoring with formation-matched resonant induction sensors |
| CA3009894C (en) | 2016-01-25 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic telemetry using a transceiver in an adjacent wellbore |
| US10095828B2 (en) * | 2016-03-09 | 2018-10-09 | Conocophillips Company | Production logs from distributed acoustic sensors |
| US10890058B2 (en) | 2016-03-09 | 2021-01-12 | Conocophillips Company | Low-frequency DAS SNR improvement |
| US10287874B2 (en) | 2016-03-09 | 2019-05-14 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture monitoring by low-frequency das |
| CN107850495B (en) * | 2016-04-19 | 2020-06-30 | 东京毅力科创株式会社 | Substrate for temperature measurement and temperature measurement system |
| US10955575B2 (en) * | 2016-08-12 | 2021-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Auditory monitoring of downhole conditions through a fiber optic cable |
| EP3619560B1 (en) | 2017-05-05 | 2022-06-29 | ConocoPhillips Company | Stimulated rock volume analysis |
| US11255997B2 (en) | 2017-06-14 | 2022-02-22 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
| KR101944897B1 (en) * | 2017-08-03 | 2019-02-07 | (주)에프비지코리아 | Apparatus for measuring interpenetration depth and pile with the same |
| AU2018352983B2 (en) | 2017-10-17 | 2024-02-22 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry |
| CA3094528A1 (en) | 2018-03-28 | 2019-10-03 | Conocophillips Company | Low frequency das well interference evaluation |
| US11021934B2 (en) | 2018-05-02 | 2021-06-01 | Conocophillips Company | Production logging inversion based on DAS/DTS |
| WO2020059899A1 (en) * | 2018-09-18 | 2020-03-26 | (주)에프비지코리아 | Penetration depth measurement device and pile to which same is applied |
| CA3134912A1 (en) | 2019-03-25 | 2020-10-01 | Conocophillips Company | Machine-learning based fracture-hit detection using low-frequency das signal |
| WO2023288122A1 (en) | 2021-07-16 | 2023-01-19 | Conocophillips Company | Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4375164A (en) * | 1981-04-22 | 1983-03-01 | Halliburton Company | Formation tester |
| US20030219190A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Pruett Phillip E. | Method and apparatus for calibrating a distributed temperature sensing system |
| WO2006097671A1 (en) * | 2005-03-18 | 2006-09-21 | Schlumberger Holdings Limited | Optical pulse generator for distributed temperature sensing |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS6166134A (en) * | 1984-09-10 | 1986-04-04 | Agency Of Ind Science & Technol | Optical fiber sensor |
| US4848906A (en) * | 1987-02-02 | 1989-07-18 | Litton Systems, Inc. | Multiplexed fiber optic sensor |
| JPH04318432A (en) | 1991-04-17 | 1992-11-10 | Sumitomo Electric Ind Ltd | Distribution temperature measuring method by optical fiber sensor |
| JPH05241030A (en) | 1992-02-27 | 1993-09-21 | Sumitomo Electric Ind Ltd | Distribution type optical fiber sensor |
| GB9606673D0 (en) * | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
| EP0984254A1 (en) * | 1998-09-04 | 2000-03-08 | Talltec Technologies Holdings S.A. | Fiber-optical temperature sensor |
| US6782150B2 (en) * | 2000-11-29 | 2004-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for sensing fluid in a pipe |
| US20030234921A1 (en) * | 2002-06-21 | 2003-12-25 | Tsutomu Yamate | Method for measuring and calibrating measurements using optical fiber distributed sensor |
| AU2003304435A1 (en) * | 2002-11-21 | 2005-03-07 | Trustees Of Boston University | Fiber optic temperature sensor |
| WO2004081509A1 (en) * | 2003-03-05 | 2004-09-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Coiled optical fiber assembly for measuring pressure and/or other physical data |
| JP2004318432A (en) * | 2003-04-15 | 2004-11-11 | Canon Inc | Image forming device, method for controlling image formation, computer readable storage medium for storing program, and program |
| GB2401430B (en) * | 2003-04-23 | 2005-09-21 | Sensor Highway Ltd | Fluid flow measurement |
| JP4116935B2 (en) * | 2003-07-01 | 2008-07-09 | 日立電線株式会社 | Fiber optic curl cord |
| CN100516460C (en) * | 2003-08-11 | 2009-07-22 | 国际壳牌研究有限公司 | Method for installing a double ended distributed sensing fiber optical assembly within a guide conduit |
| JP2005241030A (en) * | 2004-02-24 | 2005-09-08 | Matsushita Electric Ind Co Ltd | Air conditioner |
| US7561276B2 (en) * | 2006-01-13 | 2009-07-14 | Luna Innovations Incorporated | Demodulation method and apparatus for fiber optic sensors |
| US7551517B2 (en) * | 2006-05-05 | 2009-06-23 | Optoplan As | Seabed seismic station packaging |
| US7401530B2 (en) * | 2006-05-11 | 2008-07-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sonar based multiphase flowmeter |
| CA2619317C (en) * | 2007-01-31 | 2011-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Brillouin distributed temperature sensing calibrated in-situ with raman distributed temperature sensing |
| US8757870B2 (en) * | 2007-03-22 | 2014-06-24 | Baker Hughes Incorporated | Location dependent calibration for distributed temperature sensor measurements |
| US7598485B2 (en) * | 2007-11-01 | 2009-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Temperature and pressure sensor using four wave mixing technique |
| US8672539B2 (en) * | 2008-06-12 | 2014-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple sensor fiber optic sensing system |
| CN201314849Y (en) * | 2008-10-31 | 2009-09-23 | 上海市电力公司 | On-site calibration device for optical fiber temperature measurement system |
| US8408064B2 (en) * | 2008-11-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed acoustic wave detection |
| GB2467177A (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-28 | Sensornet Ltd | Sensing inside and outside tubing |
| US8356935B2 (en) * | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
| US9476760B2 (en) * | 2010-06-25 | 2016-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Precision measurements in a fiber optic distributed sensor system |
-
2010
- 2010-12-08 US US12/962,786 patent/US8740455B2/en active Active
-
2011
- 2011-11-08 AU AU2011338909A patent/AU2011338909B2/en active Active
- 2011-11-08 GB GB1308418.1A patent/GB2498494B/en active Active
- 2011-11-08 WO PCT/US2011/059765 patent/WO2012078287A1/en active Application Filing
- 2011-11-08 BR BR112013013920-0A patent/BR112013013920B1/en active IP Right Grant
- 2011-11-08 CA CA2820555A patent/CA2820555C/en active Active
-
2013
- 2013-05-13 NO NO20130671A patent/NO345351B1/en unknown
- 2013-05-30 DK DK201300331A patent/DK178095B1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4375164A (en) * | 1981-04-22 | 1983-03-01 | Halliburton Company | Formation tester |
| US20030219190A1 (en) * | 2002-05-21 | 2003-11-27 | Pruett Phillip E. | Method and apparatus for calibrating a distributed temperature sensing system |
| WO2006097671A1 (en) * | 2005-03-18 | 2006-09-21 | Schlumberger Holdings Limited | Optical pulse generator for distributed temperature sensing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112013013920A2 (en) | 2016-09-13 |
| NO345351B1 (en) | 2020-12-21 |
| CA2820555C (en) | 2016-01-05 |
| AU2011338909A1 (en) | 2013-05-30 |
| GB201308418D0 (en) | 2013-06-19 |
| BR112013013920B1 (en) | 2020-11-10 |
| GB2498494B (en) | 2017-11-15 |
| AU2011338909B2 (en) | 2015-05-14 |
| CA2820555A1 (en) | 2012-06-14 |
| US20120147924A1 (en) | 2012-06-14 |
| WO2012078287A1 (en) | 2012-06-14 |
| GB2498494A (en) | 2013-07-17 |
| US8740455B2 (en) | 2014-06-03 |
| DK201300331A (en) | 2013-05-30 |
| DK178095B1 (en) | 2015-05-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20130671A1 (en) | Device and method for measuring distributed environmental parameters in a wellbore | |
| CA2805326C (en) | Communication through an enclosure of a line | |
| US8989527B2 (en) | Method and system for determining the location of a fiber optic channel along the length of a fiber optic cable | |
| US20160168980A1 (en) | Dual-ended distributed temperature sensor with temperature sensor array | |
| US7557339B2 (en) | Optical position sensor | |
| CA2916745C (en) | Loss compensation for distributed sensing in downhole environments | |
| WO2018022532A1 (en) | Simultaneous distributed measurements on optical fiber | |
| CA2874446C (en) | Depth correction based on optical path measurements | |
| CA2680013A1 (en) | Location dependent calibration for distributed temperature sensor measurements | |
| US20140285793A1 (en) | Distributed strain and temperature sensing system | |
| CA2894562C (en) | Downhole multiple core optical sensing system | |
| US20230184597A1 (en) | Coil of reference fiber for downhole fiber sensing measurement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: BAKER HUGHES HOLDINGS LLC, US |